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跨区电力交易范文1
国外电力双边交易主体构成情况分析国外电力双边交易的主体包括:交易性主体和非交易性主体。国外典型国家电力双边交易的交易性主体一般包括:发电商、售电商(包括趸售商和零售商)、中间商(包括交易商和经纪商)、终端用户;而国外电力双边交易的非交易性主体一般包括:输配电服务提供商、交易管理机构与调度管理机构。在交易性主体方面，各国交易性主体的多样性主要体现在电力双边交易的中间环节，即售电环节。在售电环节，各国参与主体主要包括:售电商和中间商。售电商主要是指通过与其他交易性主体签订双边合约，进行电力转运的市场主体，售电商主要包括趸售商和零售商;中间商主要指为促成电力供需双方双边交易的达成，从事电力转买转卖，或起居中撮合作用的市场主体，中间商包括交易商和经纪商。售电商与中间商最大的区别在于:售电商一般拥有自己的输配电网络，而中间商则没有自己的输配电网。在非交易性主体方面，各国非交易性主体的多样性主要体现在调度管理机构与交易管理机构的设置方式以及交易管理机构的细分上。目前，各国电力双边交易调度管理与交易管理的机构设置方式主要分为两种:一种是调度管理机构与交易管理机构分开设置;另一种是调度管理机构与交易管理机构统一设置。而部分国家对电力双边交易的管理机构又进行了细分，包括:电力金融交易管理机构、平衡交易管理机构等。国外电力双边交易的交易种类分析随着各国电力工业市场化改革的逐渐深入，各国电力双边交易种类也日渐多样化。总体来说，根据划分规则的不同，各国电力双边交易的种类可以分为以下几种:按交易的地域跨度划分，各国电力双边交易可以分为:跨国双边交易、跨区(省)双边交易、区域(省)内双边交易;按交易的时间跨度来划分，各国电力双边交易可以分为:远期双边交易、日前双边交易;按交易的主体划分，各国电力双边交易方式可以分为:发电企业与电网企业的双边交易、电网企业之间的双边交易、发电企业与用户的双边交易、电网企业与用户的双边交易，以及发电企业之间的双边交易;按交易标的划分，各国电力双边交易可以分为:实物双边交易和金融双边交易、电量双边交易和容量双边交易;电能双边交易和服务双边交易(包括输配电服务、辅助服务等)。国外电力双边交易的交易方式分析按照交易组织方式划分，国外电力双边交易的交易方式可以分为:集中撮合(场内)交易和OTC(场外)交易;按照交易达成方式划分，国外电力双边交易可分为:基于物理合约的双边交易和基于电子平台的双边交易。集中撮合双边交易主要是指在交易场所内达成的，由交易管理机构“牵线搭桥”，受交易管理机构监管的双边交易，集中撮合交易一般都有标准化的合约。OTC双边交易主要是指在交易场所外，由双方自由谈判达成的双边交易，有标准式的合同也有根据双方需要特别订立的合同。在发达电力市场国家的电力双边交易中，OTC交易一般占比较大;而在电力市场尚未完全成熟，市场化程度不高的国家，OTC交易一般占比较大。国外典型国家OTC交易大致比例为:英国:65%;美国PJM:70%;美国德克萨斯:80%;澳大利亚:65%;俄罗斯:30%;北欧:60%。随着各国信息技术的发展，基于电子平台的电力双边交易越来越普遍，特别是对于短期电力双边交易，电子交易平台的优越性更加凸显。在英国，超过80%的年度内双边交易都是通过电子平台达成的。2．4国外电力双边交易机制分析国外电力双边交易机制包括:组织机制、平衡机制、价格形成机制、风险防范机制。随着各国电力工业市场化改革的不断深入，各国分别从组织机制、平衡机制、价格形成机制、风险防范机制4个方面不断完善电力双边交易机制。
典型国家电力双边交易模式对我国的启示
提高电力双边交易的灵活性，促进电力双边交易的大规模开展国外经验已经证明仅仅依靠交易管理机构的“牵线搭桥”很难保证大规模电力双边交易情况下市场的运行效率。为此，各国纷纷在在电力双边交易的售电环节引入中间商从事“转买转卖”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市场的流动性，从而促进了各国电力双边交易的大规模开展。目前，我国已开展的电力双边交易尚存在市场主体交易积极性不高，缺乏交易自主性等问题。适时引入中间商，对提高市场交易主体的积极性和自主性，进而促进我国电力双边交易的大规模开展具有重要意义。明确各参与主体的责权义务，有利于实现电力双边交易全面、规范的管理，提高管理效率国外电力双边交易中涉及主体较多，因此，各国电力市场对主体的准入、主体应承担的责权义务进行了明确的规定。各交易主体在交易过程中履行相应的义务，由此保证了市场的有序运行。我国开展电力双边交易的过程中，有必要借鉴国外电力交易主体的管理模式，设计符合我国实际国情的规定，有效约束交易主体的行为，确保市场的规范化运作。国外双边交易种类构成对我国的启示(1)大力推进跨区(省)电力双边交易的开展，实现资源大范围优化配置通过对国外典型国家的电力双边交易的分析可以看出，各国跨区(省)电力双边交易占双边交易的比例较大。英国主要有英格兰—威尔士跨区交易;澳大利亚则是通过更大范围内的双边交易建立起了国家电力市场;美国主要依托其区域电力市场，大力开展跨区电力双边交易;北欧四国则依靠统一的交易管理机构(NordPool)，积极开展跨国电力双边交易;欧盟则建立其统一电力双边交易市场。目前，我国已经开展的发电企业与电力用户双边交易主要局限于各省的地域范围内。以省为单位的电力双边交易既不利于各区域内资源的优化配置，也不利于“西电东输”“南电北送”等国家能源战略的贯彻落实。随着我国电力供需紧张状况的缓解，各发电企业为实现较高的发电设备利用小时，都希望在本省以外开拓市场，要求参与跨省、跨区电力交易;用电企业也希望打破地区界限，在更大范围采购电力，降低生产成本，规避经营风险。因此，我国应当借鉴国外经验，发展跨区(省)电力双边交易，实现我国电力资源更大范围内的优化配置。(2)积极开展不同时间跨度的电力双边交易，充分利用不同时间跨度下电力双边交易之间的套利关系，规避相应的市场风险通过对国外典型国家电力双边交易开展情况的分析，我们可以看出各国根据交易时间跨度的不同，建立了不同的电力双边交易。各国的电力双边交易按照时间跨度可以分为:中远期双边交易和日前双边交易。通过赋予各交易主体对于不同时间跨度下各类电力双边交易的选择权，市场中的各个交易主体可以充分利用不同时序下各类双边交易之间的经济套利关系，规避市场中价格风险。目前，我国的电力双边交易种类单一，主要以中长期交易为主，缺乏近期甚至是日前的双边交易，这使得我国电力双边交易市场流动性不足。因此，我国应当尽快完善电力双边交易的时序种类，提高市场流动性，规避市场价格风险。(3)适时开展电力金融双边交易，利用金融工具确保市场的稳定运行国外典型国家电力金融双边交易主要分为:期货交易、期权交易与差价合约交易。国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，各国普遍建立起了电力金融衍生市场，广泛开展电力金融双边交易，电力金融双边交易量占总交易量的比例较大(以澳大利亚为例，该市场的期货交易量占NEM物理能量交易总量的22%)。期权、期货等金融产品的引入为市场参与者管理电力市场的风险提供了有价值的工具。目前，我国尚未开展电力金融双边交易，各市场交易主体缺乏规避市场风险相应的金融工具。随着我国电力工业市场化改革的深入，我国电力市场运行方式将更加灵活，市场参与者将面临更大的交易风险，因此我国应当借鉴国外经验，适时引入电力金融产品，开展电力金融双边交易，确保未来我国电力市场的稳定、高效运行。国外电力双边交易达成方式对我国的启示(1)在双边交易开展初期，应主要开展集中撮合的电力双边交易根据以上对各典型国家电力双边交易开展情况的分析可以看出，在英国、美国等发达电力市场国家，电力双边交易主要为OTC交易;而在俄罗斯等电力市场欠发达国家，主要开展集中撮合的电力双边交易。在电力双边交易开展初期，各项配套机制尚不完善，双边交易面临着信用风险等诸多风险，因此应当大力开展场内双边交易，充分发挥交易管理机构的监管作用和信用保证作用，确保电力双边交易的顺利达成。而在电力双边交易的成熟阶段，各项配套机制均已建立，各市场主体均已相互熟悉，此时应当鼓励场外双边交易，以提高交易的灵活性和市场的流动性。目前，我国尚处于电力双边交易大规模开展的酝酿期，各项政策法规与相应的配套机制亟待完善。因此，在交易方式的选择方面，应在现阶段开展以集中撮合为主的场内交易，而在电力市场成熟阶段适时开展OTC交易。(2)加强电力双边交易电子平台建设，提高电力双边交易的信息化水平电力双边交易的顺利进行，需要以大量的数据信息为支撑，电子平台中技术支持系统的建设是交易市场中不可或缺的环节。在电力双边交易市场成熟阶段，双边交易的类型将日趋多样化，更需要通过电子平台建设以提高双边交易效率。电力双边交易过程中所涉及的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息、考核与结算等环节均需要通过相应的技术支持系统完成。这些系统包括:能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统等。借鉴国外经验，我国在电力双边交易开展过程中应当高度重视电子平台建设，通过制定电力双边交易技术支持系统的实施方案、发展目标和运营规则要求，保证技术支持系统的实用性和适应性，提高电力双边交易的信息化水平。国外电力双边交易机制对我国的启示(1)优化交易管理机制，促进电力市场和电力系统健康发展国外电力双边交易的执行过程中，维护电网安全稳定运行，是电网企业、购售方、售电方共同的社会责任。北欧和英国的电力市场交易机构和电网调度机构在形式上相互独立，但由国家电网调度机构主导电力平衡市场。电网调度机构(系统运营商)主要负责平衡服务而不参与正常的市场交易，有效避免了电网作为自然垄断环节参与经营可能产生的不公平行为。借鉴国外经验，我国在开展电力双边交易过程中，应充分把握各相关主体的职责义务，做到分工清楚、权责明确，为市场参与者搭建公平合理的责任风险分配关系。(2)建立高效的平衡机制，确保各类双边交易的有序开展从国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，电力双边交易过程中因供需形式变化、联络线约束等客观原因导致合约无法顺利执行，而出现交易不平衡的现象，需要引入平衡机制，处理双边交易达成与执行过程中出现的电力电量不平衡，包括由发电企业、用户或输配电服务等环节引起的不平衡问题，提高市场运行效率。我国目前虽然已经进行了发电侧的集中竞价试点，但真正意义上的基于市场的平衡机制尚未建立。因此，随着电力双边交易建设的提速，我国应适时建立电力现货交易市场(实时市场)，以之作为电力双边交易市场的补充，提高双边交易市场的运行效率。(3)明晰输配电价与辅助服务价格，保证电力双边交易的公平开展电力双边交易真实价格的发现有赖于明确、清晰的辅助服务与输配电价格。通过对国外典型国家经验分析可知，输配电价格与辅助服务价格是准确评估双边交易成本的关键。目前，我国尚未建立合理的价格机制。近年来，国家重点疏导了发电价格矛盾，但输配电价两头受挤的状况始终未得到合理的解决，电网建设的还本付息和资产经营效益缺乏必要的保障;此外，我国仍未实现辅助服务交易机制的市场化，辅助服务缺乏明确的价格。因此必须尽快推动我国的输配电价改革，形成市场化的辅助服务交易机制，为我国电力双边交易的开展创造条件。(4)充分发挥交易管理机构的平台作用，避免电力双边交易过程的潜在风险从国外典型国家经验可以看出，交易管理机构在电力双边交易过程中发挥重要的平台作用，如美国PJM市场针对电力实物交易建立了电力交易中心(PX)，针对电力金融交易建立了电力交易所，以此管理市场中的各类双边交易。电力双边交易的结算大多表现为信用结算，因此对交易双方信用有较高要求。因此，加强交易管理机构对结算过程的介入有助于提高整个交易的信用等级，有效控制结算风险。在PJM市场，电力交易管理机构不仅为场内双边交易提供结算平台，而且为场外非标准双边交易提供了交易、结算服务，并对此类交易的结算同样进行严格的信用管理。若发电商和负荷服务商签署大额、交割时间长的双边交易合同，则往往通过场外结算平台进行结算，减少交易风险和降低交易成本。电力双边交易往往存在较大的信用风险，因此，在我国电力双边交易市场建设中，应当充分发挥电力交易中心在双边交易、管理、结算等过程中的平台作用，在交易撮合、信息的基础上，做好信用管理工作，以保证我国电力双边交易结算的公正性，维护各市场交易主体的利益。
结语
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【宏观新闻】
1、上海电力上网电价上调
上海电力（600021）10日晚间公告，自7月1日起，上海市统调燃煤发电上网电价每千瓦时上调1.07分钱，调整后上海市燃煤发电标杆上网电价为0.4155元。根据国家跨省跨区电能交易价格形成机制，公司位于安徽省燃煤电厂的“皖电东送”燃煤机组上网电价每千瓦时上调1.51分钱。
2、保监会：上半年原保险保费收入同比增长23.00%
据保监会网站8月10日消息，2017年1-6月保险统计数据报告出炉。1-6月，原保险保费收入23140.15亿元，同比增长23.00%。
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关键词：南方电网；西电东送；电量预测
Abstract: Guangdong power grid is an important part of South China power grid, and only by participating in the trans-provincial power trades, the gird can make full use the potential benefits of eastern and western resources. Based on the current situations of the trans-provincial power trade, the paper explores the problems to be solved and proposes the power forecasting trend and factors .It is believed that the paper can provide beneficial reference for power trade.
Keywords: South China power grid; west to east; power forecasting
中图分类号：TU74文献标识码：A 文章编号：
0 引言
西电东送作为西部大开发的重大项目之一，其目的在于优化区域资源配置，促进东西部协调发展，实现双方共赢。文献[1]提出了跨区跨省电力交易的总体思路、交易机制、交易模式。文献[2]探讨了三峡电力市场的竞争模式，对交易的商品、方式和机构进行了分析，提出了适合三峡电力市场的批发交易模式。文献[3]介绍了南方电力市场西电东送双边交易模式及电价形成机制。在此背景下，本文旨在分析 “十一五”西电东送交易现存问题、预测西电电量及其影响因素，保证“十二五”西电东送的顺利开展。
1 南方电网西电东送跨省交易现状
1.1 “十一五”南方电网发展现状
南方五省区资源分布和经济社会发展水平不均衡，83%的水电资源和95%以上的煤炭储量集中分布在云南和贵州两省，而东部广东省经济总量约占区域总量的70%，用电量约占区域总量的60%，成为资源匮乏区。
截止2010年底，南方电网西电东送通道已覆盖广东、广西、云南、贵州及海南五省（区），并与香港、澳门相连，东西跨度近2000公里，电源装机总容量已达到16943万千瓦，500kV输电线路29181km，现已形成“八交五直”13条500kV及以上的大通道，其最大输送能力达到2415万千瓦，为2002年底南方电网公司刚成立的6.6倍，输送电量为1117 亿千瓦时。
1.2“十一五”跨省交易现状
目前，南方电网跨省交易的主要特征是余缺调剂，规模偏小，市场不稳定，以云南富余水电跨省消纳为主，以短期、临时交易为辅
“十一五”期间，西电送广东电量年均增长18.2%，最大电力年均增长16.2%，均远高于“十一五”期间全省全社会用电量年均增长约8%、用电最高负荷年均增长约10%的增长速度。
1.3 “十二五”交易机制
“十二五”期间，南方电网西电东送交易模式可分为政府主导框架协议及企业自主交易两类；也可分为长期、中长期、短期及临时交易4种类型。计划交易分为政府框架协议、中长期协议（五年）和年度合同三个层次落实。购售电省（区）政府根据国家“西电东送”总体规划及本省（区）电力发展规划签订5年及以上政府框架协议，其中约定每年丰枯季节的最大电力、电量等内容。
1.4 电价结构
2002年以来，上网电价、输电价格及线损标准统一由国家发改委制定。“十一五”期间，国家发改委多次提高西电送粤电价，截止2010年，广东平均上网电价为52.9分/千瓦时，西电平均落地价格为45.7分/千瓦时（含输电和线损电价），年可节约电力成本为7.55万元，尽管西电送广东的平均落地电价逐年提高，但仍低于广东平均上网电价，西电平抑广东电价的效果十分明显，使广东省受益。
图12010年西部送电省份落地电价及其组成部分
2分析现存问题与建议
目前，西电东送主要通过各省政府与南方电网公司签订中长期框架协议和年度购售电合同以保障西电东送的顺利实施。由于交易机制不完善、条款约束力度不够及考核机制缺乏有效性等原因[6]，针对实施过程中存在的上述问题，提出建议如下：
1、发挥广东省主导性，增强省间政府的协调力度
“十一五”期间，年度合同电量分解由南方电网公司执行，造成与政府协商被动及计划变动的随意性。为保障协议的有效落实，建议在框架协议中确定年度计划分解机制。
2、合理控制西电送粤的增长规模
考虑到高比例的西电对广东省电网安全的冲击性，如电流谐波冲击、联络线故障以及严重自然灾害等，均影响广东省电力供应的安全可靠性；西部经济发展、能源供应等问题将制约西电东送的后期保障能力。因此建议“十二五”西电规模应严格控制在广东省全社会用电量的一定比例内。
3、完善西电固定电量及浮动电量的比例
为进一步完善西电东送交易规则，建议以省间框架协议为基础，做好“十二五”期间各省电力平衡及电源规划，固定电量为长期框架协议签订电量，浮动电量用以确保电力需求、水情气候等因素造成的预测偏差量。
3 西电电量预测分析
3.1 灰色预测
对西电电量的发展趋势的研究很多，主要集中于两种方式：一是利用现有的数据，结合自我知识背景和现实国情的主观分析方法，是最常见、最广泛的一种方法。二是利用相关数据序列，建立动态模型对西电送粤电量的趋势进行预测。本文分别应用Verhulst模型对电量进行分析预测。
灰色系统预测模型对样本数据分布无特殊要求，在解决“小样本”、“贫信息”的不确定性问题时具有显著优势。因此，对于非单调的摆动发展序列或有饱和的S形序列，则考虑Verhulst模型。
图2实际西电比重与Verhulst模型预测比重的对比图
4 结论
利用灰色系统方法为电量预测提供了一种定量决策方法，此模型最大优点是可以用较少的数据量进行较为精确的预测。
从预测结果来看，随着社会经济的快速发展，西电电量比例已越来越成为广东省经济发展的战略目标。因此，尽早开展西电电量预报业务体系，可为广东省经济发展以及资源的优化配置和可持续利用提供强有力的技术支撑和保障。
参考文献:
张森林, 张尧, 陈皓勇等, 大用户参与电力市场双边交易的一种新模式[J]. 华东电力, 2010, 38(1): 6-10.
张森林, 屈少青, 陈皓勇等. 大用户直购电双边交易最新进展情况. 华东电力, 2010, 38(5): 651-654.
张森林, 张尧, 陈皓勇. 大用户直购电国内外交易实践及成功经验[J]. 华东电力, 2009, 37(6):993-998.
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关键词排放交易体系；全球排放市场；可计算一般均衡模型
中图分类号F224文献标识码A文章编号1002-2104（2014）03-0019-06doi：103969/jissn1002-2104201403004
全球气候变化给人类生存和社会可持续发展带来了严峻挑战，世界各国意识到在实现经济发展的同时，需要降低经济增长所带来的碳排放。碳排放交易体系（Emission Trading Schemes， ETS）作为基于市场机制下的政策工具一直被认为是成本有效的减排手段，正在被越来越多的国家所采用。目前已开展排放权交易体系的国家和区域包括欧盟、美国加州、澳大利亚、新西兰、哈萨克斯坦、西部气候倡议（Western Climate Initiative，包括美国、加拿大、墨西哥部分州/省）以及中国的深圳等地，另有中国的部分省市以及韩国已经明确公布即将开展碳市场的计划及实施方案。据世界银行的统计，2011年全球碳市场总交易量达103亿t CO2e[1]。
伴随碳排放权交易体系在全球各国的日渐推广，建立全球跨区域的国际性碳市场，以实现在更大范围内匹配减排资源、降低减排成本的方案正在被人们广泛讨论[2-3]，但实际进展十分缓慢。这主要一方面是由于当前国际社会尚未形成统一而明确的减排目标，各国减排权责不明，同时也缺乏具有实际约束力的“自顶向下”的协调机构及机制来推进全球共同减排行动的开展；另一方面由于各国碳市场机制与实施细则存在较大差异，实现各区域自发的“自底向上”式的碳市场整合并形成一致性的交易平台存在诸多机制障碍，具有巨大挑战。此外，全球主要排放国家及区域只有欧盟已经实施了碳市场政策，尽管中国与美国已开始为建立本国碳市场做出准备，但是实际建立时间尚有很大不确定性。同时，全球还有诸如印度、俄罗斯等主要排放国尚没有建立碳市场的行动计划。因此，从目前来看，短期内建立全球框架下包含世界主要区域的全球碳市场具有很大的困难。
尽管困难重重，国际社会已经开始从区域层面与产业层面为建立全球碳市场做出努力。即将开展的欧盟与澳大利亚两个跨区域碳市场链接就是一次重要的尝试。澳大利亚政府已明确表示计划在2015年左右建立本国碳市场并与欧盟碳市场实现交易对接[4]。如果该链接市场得以建立，将使欧盟与澳大利亚成为全球第一个建立在两个独立区域基础上的国际性碳市场。除了与欧盟合作以外，澳大利亚也在寻求与包括中国在内的其他国家合作建立跨区域碳市场。对此中国也表现出较大兴趣[5]，并已经在多个场合表示愿意在本国碳市场完善以后加入全球碳市场的意向[6]。当前中国已经着手在国内建立区域碳市场试点，为全国碳市场的建立做好准备。中国第一个地方性碳市场试点已经开始在深圳运行[7]，同时关于中国参与全球碳市场影响的相关研究也在逐步开展[8-9]。
本研究基于欧盟与澳大利亚碳市场，考虑中国未来加入全球碳市场后对全球碳市场交易规模及全球碳价的影响，以及国际碳排放权交易体系下对各国能源与经济系统的影响。
齐天宇等：国际跨区碳市场及其能源经济影响评估中国人口・资源与环境2014年第3期1模型工具
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二十世纪八十年代，以英国为首的西方国家为提高资源利用效率，降低电力生产成本，提高服务水平，开始对电力工业进行市场化改革，打破了传统电力工业一体化管理模式，实行厂网分开，输配分离，竞价上网，电力工业开始从垄断经营走向市场竞争。严格管制、高度垄断、垂直管理等电力工业所具有的传统属性随着市场竞争机制的引入而逐步减弱。新的市场交易机制的形成和运做提高了电力工业的效率，同时也给各个市场主体带来前所未有的市场风险，特别是价格波动的风险。2000年夏季美国加州电力危机的出现以及最近世界最大的电力和能源服务商安然能源公司的破产使人们对电力市场运营的复杂性有了一个新的认识。在满足全社会利益最优的条件下如何稳定现货市场，使电力市场的参与者能有效地防范和回避市场风险，已成为电力市场稳定发展的重要保证。
远期合约（Forward Contracts）、期货合约（Future Contracts）和期权（Option）等金融衍生产品的引入，不仅使市场参与者所面临的价格风险大大减少，而且有助于提高电能供应的安全性和可靠性。建立一个包含电力远期、电力期货和电力期权交易的电力金融市场，以稳定电价和规避风险，是电力市场发展的必然趋势。
我国竞争性电力市场的实践探索始于1998年。1998年底，国务院决定开展“厂网分开”和“竞价上网”试点，要求在上海、浙江、山东和辽宁、吉林、黑龙江6省市进行“厂网分开、竞价上网”的电力市场试点工作。其中，浙江电力市场包括实时交易、日前交易和长期交易，其余5个试点电力市场包括日前交易和长期交易。2002年《电力体制改革方案》出台后，电力市场化改革取得了实质性进展，五个独立发电集团、国家电网公司和南方电网公司相继成立。但2004年至今，东北区域电力市场曾经进入试运行，经历了暂停，重启的过程，目前已暂停运营，进入总结阶段；华东区域电力市场曾经进入试运行阶段，目前暂停运营：南方区域电力市场进入模拟运行阶段。尽管目前市场处于暂停状态，但电力交易仍然存在，特别是各级电力交易中心（包括国网和南网电力交易中心）成立后，电力交易相对活跃。
国内外研究现状
Kaye R J等最早分析了电力市场中以现货电价为基础的电力远期合约。
Green R等对英国电力合约市场的情况进行了研究。
Deng S J介绍了各类电力衍生产品及其在电力市场风险管理中的应用。
马歆，蒋传文等（2002）对远期合约、期货合约、期权合约等金融衍生工具在电力市场中的应用作了研究。认为电力金融合约市场的建立有助于电力现货市场稳定有序的发展，同时对电力金融合约市场中的风险控制问题进行了讨论。
王思宁（2005）对金融衍生工具风险体系中的市场风险进行了概述。
曹毅刚，沈如刚（2005）介绍了电力衍生产品的概念、原理和在国外的发展以及定价理论研究现状，对电力期货及期权合约进行了讨论，并对我国开展电力衍生产品交易提出了若干建议。
李道强，韩放（2008）指出日前市场、双边交易和电力金融产品等非实时电力交易是为适应电力商品的特殊性而提出的金融交易模式。
何川等（2008）介绍了北欧电力市场差价合约的设计方案、运行机制、市场功能等方面，并分析市场主体应用差价合约的套期保值策略。
刘美琪，王瑞庆（2009）指出了电力金融产品市场应包括股票、债券等长期资本市场和期货、期权等短期金融衍生产品市场，分析了电力远期、电力期货、电力期权等金融衍生工具的特点、作用及其不足，指出了我国电力资本市场中存在的问题，提出了相应的改革建议，对我国电力工业的市场化改革具有一定的参考价值。
黄仁辉（2010）建立电力金融市场的集合竞价交易模型、连续竞价交易模型、做市商交易模型和信息对市场价格的影响分析模型，通过交易模型和信息影响非必须模型展现电力金融市场的运行机理。并根据电力金融市场特点以及电力金融合约价格与电力现货价格之间的关系特性，提出点面结合的电力金融市场风险预警模型与方法，为电力金融市场风险预控提供一种思路。
吴忠群（2011）运用不确定性下的最优决策原理，证明了电力的不可存储性对电力期货交易的影响，论述了其形成机制，分析了其运行结果。在常规的金融期货交易规则下，电力期货市场对现货市场的价格发现功能将因投机者退出而丧失。
林钦梁（2011）证明了北欧电力市场运行的有效性，探讨了电力行业参与者如何套期保值，并对电力现货市场的价格进行预测。
孙红（2013）通过对几种主要的电力金融交易形式的探讨，总结了电力金融市场建设中需要注意的问题。
电力金融市场概要
电力金融市场架构。电力金融市场包含了交易主体、交易对象以及交易规则等三个方面内容，如图1所示。
交易主体为投资者、电力经纪人、电力自营机构和做市商等。电力兼营机构是指自己参与电力金融交易，而不能其他市场参与者进行交易的机构。
交易对象。目前常见的电力衍生品合约主要有电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、电力远期合约等。
交易机制。主要包括了电力衍生品交易的结算机制、信息披露机制、风险控制机制、价格形成机制和价格稳定机制。
黄仁辉对电力金融市场微观结构进行了阐述，将电力金融市场微观结构分为五个关键组成部分：技术（technology）：各种支持电力金融市场交易的软硬件，包括各种硬件设备、信息系统和人才。规则（regulation）：与电力金融市场交易相关的各种交易规则，保证市场秩序和稳定。信息（information）：电力金融市场信息主要包含政策信息、供求信息、交易信息、市场参与者信用信息。市场参与者（participants）：电力金融市场的市场参与者由投资者、电力经纪人、电力自营机构、做市商、市场组织者/运营者、市场监管机构等组成，普通电力用户、个人投资者也有机会参与市场，但他们必须通过电力经纪人参与市场交易。金融工具（in-struments）：各种电力衍生品合约，如金融性电力远期合约、电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、金融输电权合约等等。
北欧电力金融市场。北欧电力交易市场建于1993年1月，是目前世界上第一个开展多国间电力交易的市场。电力市场的主体是挪威、瑞典、丹麦、芬兰四国在电力交易方面同时与俄罗斯、波兰、德国等有跨区域的能源交易。
北欧电力市场有四个组成部分：一是场外OTC市场：二是场外双边市场：三是场内交易市场，其中包括日前现货市场、日间平衡市场和电力金融市场：四是由各国TSO负责运营的北欧电力实时市场。电力金融衍生品交易存在于场内金融市场、场外OTC市场和双边市场，场内金融市场有期货合约、期权合约和差价合约交易，OTC市场有标准化的远期合约交易，双边市场则进行个性化的合约交易。
北欧电力金融市场。美国有多个独立的电力市场，由不同的运营商负责运营，其中最成熟的是PJM电力市场、纽约州电力市场和新英格兰电力市场，其市场模式大致相同，并以PJM电力市场的规模最大。在美国，从事电力金融产品交易和结算的交易所主要是纽约商业交易所（New York Mercantile Exchange，NYM-EX）和洲际交易所（Intercontinental Exchange，ICE）。
国际电力衍生品交易所。世界上先行进行电力市场化改革的国家在改革进程中相继引入了金融衍生品交易。最早引入电力期货交易的是美国的纽约商业交易所（NYMEX），1996年其针对加利弗尼亚——俄勒冈边界电力市场（COB）和保罗福德地区电力市场（PV）设计了两个电力期货合约并进行交易，2000年又针对PJM电力市场设计了PJM电力期货合约并进行交易：同年开展电力期货交易的还有芝加哥期货交易所（CBOT），针对Common Wealth Edison和田纳西峡谷地区推出两种电力期货合约：纽约ISO、PJM和新英格兰又推出过虚拟投标作为风险管理工具；金融输电权（FTR）这样的期权产品也得到了广泛应用。北欧电力市场（Nord Pool）是世界上第一家跨国的电力金融市场，1993年挪威最先建立了电力远期合约市场，第一个期货合约于1996年引入Nord Pool，继而又陆续引入期权和差价合约。北欧电力金融市场运营历史最长，市场机制相对完善，衍生工具品种较为齐全，市场的流通性很好，被认为是成功电力金融市场的典范。之后的数年时间里，荷兰、英国、德国、法国、波兰、澳大利亚、新西兰等国家也根据需要开展了电力金融衍生品交易。英国电力市场以场外远期合约的双边交易为主，2000年开始引入期货交易，但均为物理交割，相对于金融结算而言期货流通性差，2002年伦敦国际石油交易所曾因电力期货交易呆滞而取消了该期货，后随着电力交易体系的改进，2004年再次引入了金融结算方式的期货。澳大利亚电力市场以多形式的金融合约交易为主，逐步发展了双边套期合约、区域间的套期保值合约、权益保护合约等，后来又引入了季期货交易，采用现金结算。
先期从事电力金融衍生品交易的国家如下表所示：
电力金融衍生品
远期合约。远期合约是远期交易的法律协议，交易双方在合约中规定在某一确定的时间以约定价格购买或出售一定数量的某种资产。该种资产称为基础资产，该约定价格称为交割价格，该确定时间称为交割日。远期合约是最简单的一种金融衍生产品，是一种场外交易产品（Over the Counter）。远期合约中同意以约定价格购买基础资产的一方称为多头，同意以同样价格出售基础资产的一方称为空头。在合约到期时，双方必须进行交割，即空方付给多方合约规定数量的基础资产，多方付给空方按约定价格计算出来的现金。当然，还有其他的交割方式，如双方可就交割价格与到期时市场价格相比，进行净额交割。
电力远期合约交易的合约内容，除规定交易双方的权利和义务外，一般还包括供电时间、供电量、价格和违约时的惩罚量等主要参数，合约中也应说明将总交易电量分摊到实际供电小时的原则和方法，以便于操作。远期合约签订的方式主要有双边协商、竞价拍卖和指令性计划3种。双边协商方式是由买卖双方通过双边协商谈判而直接达成年、月或星期的远期合约。竞价拍卖方式要求电力市场参与者在规定时间提出未来一段时间内买卖的电量及其价格，由电力市场运营者按照总购电成本最小及系统无阻塞为原则，来确定远期合约的买卖方及远期合约交易的电量和价格。电力市场环境下的指令性计划方式则由主管部门按计划实施，通常应用在有特殊要求的电力需求或者紧急调度情况下。
电力期货合约。期货合约是指交易双方签订的在确定的将来时间按确定的价格购买或出售某项资产的协议。电力期货明确规定了电力期货的交割时间、交割地点以及交割速率。此外，物理交割期货必须在期货到期前数日停止交易，使系统调度有足够的时间制定包括期货交割的调度计划。
根据电力期货交割期的长短，可分为日期货、周期货、月期货、季期货和年期货。根据期货的交割方式可分为金融结算期货和物理交割期货。物理交割是指按照期货规定的交易时间和交易速率进行电力的物理交割，该交割方式由于涉及电力系统调度，需要在期货到期前数日停止交易，并将交割计划通知调度，以保证按时交割。金融结算方式则不需交割电力，而是以现货价格为参考进行现金结算，该方式下电力期货可交易到到期前最后一个交易日。根据期货交割的时段可分为峰荷期货和基荷期货。峰荷期货是指期货规定的交割时间为负荷较高时段的期货，而基荷期货则是指交割时段为全天的期货。
曹毅刚，沈如刚论述了主要交易所电力期货合约的概况。如表2所示。
各国电力期货的应用情况如表3所示。
以下列举了具有代表性的美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场电力期货合约，共有42种PJM电力期货产品，为月期货。
电力期权。电力期权是指在未来一定时期可以买卖电力商品的权利，是买方向卖方支付一定数量的权利金后，拥有在未来一段时间内或未来某一特定时期内以特定价格向卖方购买或出售电力商品的权利。电力期权合约不一定要交割，可以放弃，买方有选择执行与否的权利。
根据电力期权标的物的流向，可分为看涨期权和看跌期权。看涨期权的持有者有权在某一确定的时间以某一确定的价格购买电力相关标的物，看跌期权的持有者则有权在某一确定的时间以某一确定的价格出售电力相关标的物。
根据期权执行期的特点，可分为欧式期权和美式期权。欧式期权只能在期权的到期日执行，而美式期权的执行期相对灵活，可在期权有效期内的任何时间执行期权。此外，比标准欧式或美式期权的盈亏状况更复杂的衍生期权可称为新型期权，如亚式期权和障碍期权等。
根据电力期权的标的物，可分为基于电力期货或电力远期合同的期权即电力期货期权，以及基于电力现货的期权即电力现货期权。电力期货期权的交易对象为电力期货、电力远期合同等可存储的电力有价证券，而电力现货期权的交易对象为不可存储的电力。
电力期权合约具有更大的灵活性，它存在四交易方式：买进看跌期权、卖出看涨期权、买进看涨期权、卖出看跌期仪，提供给那些刚做完卖出或买入交易在发现电力现货市场价格变动不利于自己时做反向交易来弥补损失的一方。
以下列举了美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场的电力期权合约，共有3种PJM电力期权产品。
差价合同。差价合约，实质上是一种以现货市场的分区电价和系统电价之间的差价作为参考电价的远期合约。由于远期合约和期货合约的参考价格都是系统电价，但在现货市场中发电商和购电商都以各自区域的电价进行买卖，不同区域之间有可能会因线路阻塞导致电价差别较大，可能会给交易者带来巨大的金融风险。北欧电交所于2000年11月17日引入了差价合约。
差价合约的成交价格反映了人们对这种差价的预期值，其可能是正值，也可能是负值，还可能是零。当市场预测现货市场中某个区域的分区电价可能高于系统电价时，差价合约的成交价格为正。反之，成交价格为负。预期相等时，成交价格为零。
跨区电力交易范文6
业内极为关注的2009年“煤炭产运需衔接会”(下称衔接会)以破裂收场,表明“计划电价”所导致的矛盾和问题,已到了难以调和的地步。从1998年到2008年,电力和煤炭产业经历了两个轮回,而“市场煤”(煤炭市场定价)和“计划电”(电价计划管制)的体制格局依然如故。“煤电矛盾”的不断升级,造成价格信号的严重扭曲,已对中国的经济运行产生了严重影响。
2008年上半年,中国经济已现下滑征兆,出口、工业增速和企业利润增速均出现下滑;规模以上工业增加值和企业实现利润的增速双双下滑。然而,由于价格信号的扭曲,电煤价格出现一轮逆势飙升的行情。国家有关部门此时正忙于“限价”,这直接影响了中央对经济形势的判断。
在衔接会上,冶金、工业用煤的价格已随行就市做了调整,合同签订相当顺利;但占“半壁江山”的电煤谈判由于煤企的加价要求而破裂。其中最大的原因在于,“市场煤、计划电”的体制,导致电煤价格脱离了供需关系,煤炭企业已经习惯了到时加价,通过“煤电联动”将提高的价格传导给下游――有多高的煤价,根据“成本定价、煤电联动”的原则,电价都会相应“顺出去”。实际上,同时期,以内蒙古为代表的很多地方,电力已供过于求,大量闲置。
谈判破裂,再次凸显进行电价改革和电力体制改革的必要性。电价改革,本应是中国电力体制改革的核心任务。这在2002年中央和国务院批准的电力体制改革方案中,已有明确表述。令人遗憾的是,近年来,电力体制改革陷于停滞,电价改革亦裹足不前。由于“煤电联动”政策的实施,倒逼电价逐年把煤价“顺出去”,导致电价政策在计划的道路上越走越远。“煤电联动”机制,实质上成了煤炭和电力轮番涨价的机制,成为消费者不断为之“兜底埋单”的机制。
在上网电价方面,中国近年采取的是平均成本定价。2004年,中国按价区分别确定了各地水火电统一的上网电价水平,并事先向社会公布。新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价,即“标杆电价”(“标杆”是指参照的标准)。“标杆电价”政策的出台,摒弃了2004年以前按照补偿个别成本的原则定价的模式,开始按照区域社会平均成本实行统一定价,不再实行一机一价。不过,下一步“竞价上网”的改革试点,近年进展并不顺利。
电网输配电价方面,输配电成本费用不清晰,未能建立有效的电网输配电成本约束机制,从而导致独立和合理的输配电价机制和水平难以确立。其中一个现象是,电网企业降低或变相降低上网电价。某发电集团的统计数据显示,上网电价每度电比国家确定的“标杆电价”低0.03元左右。而国家电监会的调研情况也表明,电网在销售电价方面也存在提高、变相提高销售电价的行为。此外,还存在对自立项目提高标准收费等问题。
虽然国家有关部门近期出台了“输配电价标准”,不过,上述问题使得实际执行中,输配环节所收取的费用要远高于标准。而跨地区(跨省、跨区域)电能交易价格和峰谷、丰(水)枯(水)电价政策,是电网“盘剥”发电企业的又一途径。
有关方面的调查表明,跨省的交易规定不明确、不合理,交易中存在着上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题;峰谷、丰枯电价政策不尽完善、合理,不同程度地降低了发电企业上网电价水平;新建发电机组试运营期间上网电价较低,不足以弥补变动成本,而且试运行时间普遍较长;此外,可再生能源发电价格、接入工程价格及电价附加补贴支付等政策也还有待研究完善。在销售环节,销售电价偏于僵化。这种基于计划定价的方式,难以有效调节电力供求关系。
近日,国家发改委副主任、能源局局长张国宝撰文指出,金融危机使能源供需矛盾得到缓和,为能源行业“休养生息”、解决一些深层次矛盾提供了重要机遇。事实上,电价的改革也是如此。未来一两年,将是一个难得的改革契机。
从上网电价看,应当用市场的办法和力量来解决煤、电价格矛盾,而不是继续“顺出去”;应当加快电力定价机制的改革,让市场去发现价格,而不是政府人为地确定价格。简单地说,应用市场倒逼机制来约束煤炭和电力企业加强管理,降低成本,减少对价格调整的预期,这也可以减轻政府的压力和矛盾。
